O poszukiwaniu optymalnego modelu zarządzania utrzymaniem stanu technicznego nowych i zmodernizowanych bloków energetycznych

Transkrypt

1 nr 2/2014 Zespół redakcyjny: mgr inz. Jerzy Dobosiewicz, dr inz. Jerzy Trzeszczynski Szanowni Państwo Uwagę wszystkich zajmujących się energetyką przykuwa budowa nowych źródeł energii. W ciągu najbliższych kilku lat do KSE zostanie przyłączonych ponad 6000 MW ze źródeł konwencjonalnych, w tym ok MW spalających węgiel. Uwzględniając już oddane do eksploatacji bloki energetyczne można przyjąć, że za ok. 5 lat w przybliżeniu 30% mocy o statusie JWCD będzie pochodzić z bloków nowych. Podobna ilość energii pochodzić będzie ze źródeł zmodernizowanych. Najwyższy czas, aby skierować uwagę remontowców i diagnostyków, a także czytelników Biuletynu Pro Novum, na utrzymanie ich stanu technicznego, które z wielu powodów będzie zorganizowane i wykonywane inaczej niż dotąd. Tegoroczna edycja Sympozjum "Diagnostyka i remonty urządzeń cieplno-mechanicznych elektrowni" to pierwsze tak szerokie, w polskiej energetyce, podejście do tego problemu. Podczas tegorocznego XVI Sympozium referaty wygłosili przedstawiciele prawie wszystkich grup energetycznych obecnych w Polsce, reprezentujących użytkowników zmodernizowanych bloków 360 MW i 200 MW oraz nowych bloków spalających gaz, węgiel kamienny i brunatny, a także biomasę. Jak zwykle wybraliśmy dla Czytelników grudniowego Biuletynu Pro Novum referaty, które odnoszą się jak nam się wydaje w największym stopniu do tematyki tegorocznego Sympozjum. Więcej o XVI Sympozjum można przeczytać w relacji z tego spotkania zamieszczonej w ostatniej części niniejszego Biuletynu. Jerzy Dobosiewicz & Jerzy Trzeszczyński Jerzy Trzeszczyński Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych Pro Novum sp. z o.o. O poszukiwaniu optymalnego modelu zarządzania utrzymaniem stanu technicznego nowych i zmodernizowanych bloków energetycznych About searching for a new managing model of new and modernized power units Utrzymanie stanu technicznego elektrowni nie budzi większych emocji. Grupy energetyczne koncentrują się na działalności core business, podczas gdy maintenance to ani core ani business. Publiczna narracja zdominowana jest przez budowę nowych bloków. Prawdziwe emocje wzbudza ich wielkość, innowacyjność zastosowanych rozwiązań oraz sprawność. Bezpieczeństwo energetyczne rozpatruje się prawie wyłącznie w kontekście odpowiedniej mocy dostępnej w KSE, zwłaszcza z jednostek o statusie JWCD. Podczas gdy spora część inwestorów zakończenie budowy traktuje jak koniec problemu i początek strona grudzień 2014

2 produkcyjnych i wizerunkowych sukcesów, dla dostawców zakończenie budowy to zapoczątkowanie kolejnej fazy biznesu. Wszelkie usługi doradcze, serwisy, zwłaszcza nawet 12-toletnie LTSA i umowy na części zamienne otwierają wieloletnie interesy porównywalne z budową bloku. To względnie nowe zjawisko w polskiej energetyce zapoczątkowane kilka lat temu wybudowaniem bloków gazowo-parowych. Problem ten, dotąd, praktycznie nie występuje na blokach 200 MW i 360 MW, także po ich modernizacji. Korzyści z wiedzy i kompetencji technicznych Wprawdzie określenia innowacje i gospodarka oparta na wiedzy odmieniane są codziennie przez wszystkie przypadki, jednak wiele dotychczasowych zmian organizacyjnych w energetyce nie wydaje się potwierdzać w praktyce ich znaczenia. Zmiany pokoleniowe w energetyce prowadzą do odchodzenia z niej ludzi o najwyższych kompetencjach technicznych. Wydziały zarządzania majątkiem dysponując kadrą o niższych kompetencjach otrzymały ambitne zadania przy braku specjalistycznych narzędzi w zakresie standardów utrzymaniowych oraz informatycznych narzędzi inżynierskich do tworzenia specjalistycznych baz danych, a zwłaszcza aplikacji generujących aktualną wiedzę o stanie technicznym urządzeń. Korzyści, jakie daje posiadanie wiedzy w największym stopniu uświadamiają sobie dostawcy urządzeń, ograniczając dostęp do dokumentacji, informacji o technologiach, dostępu do części zamiennych [7]. Także najważniejsze dane procesowe są ostro reglamentowane. Używa się wszelkich dostępnych środków technicznych i prawnych. W rywalizacji o wiedzę przydatne mogą być firmy diagnostyczne i remontowe, jeśli reprezentują odpowiedni poziom kompetencji i niezależności od dostawców. Rozsądnie jest przyjąć założenie, że wiedza dostawcy nigdy nie jest pełna, zwłaszcza jeśli inwestor oczekuje od niego wyśrubowanych parametrów technicznych, sięgnięcia po rozwiązania innowacyjne, co często oznacza korzystanie z licznych prototypów. Diagnostyka źródłem wiedzy Diagnostyka ma bardzo wysoką rangę w serwisach fabrycznych dostawców, także w serwisach sieciowych, jeśli związane są z dostawcami [1, 2]. Wiedza z diagnostyki broni dostawcę w okresie gwarancyjnym oraz podczas wykonywania serwisów pogwarancyjnych, zwłaszcza typu LTSA. Teoretycznie inwestor powinien dysponować identyczną (zbliżoną) wiedzą, jak firma wykonująca serwis, praktycznie bywa różnie i zależy od świadomości, determinacji i kompetencji inwestora. Diagnostyka wymaga dostępu do danych procesowych (zwłaszcza cieplno-mechanicznych i chemicznych parametrów pracy) oraz informacji o zakłóceniach eksploatacji (awariach). Dodatkową barierą dostępu do dających się poprawnie wykorzystać danych jest brak wszystkich informacji dotyczacych lokalizacji czujników, jak również dostęp do DCS-ów i baz danych. Diagnostyka to przede wszystkim umiejętność interpretacji wyników badań, danych i informacji. Posiadanie technicznej możliwości dostępu do danych oraz umiejętność ich przetwarzania i kreowania wiedzy w trybie on-line to spore wyzwanie dla diagnostyki wykonywanej w trybie zdalnym. Kiedy rozpocząć starania o dostęp do informacji i wiedzy? Dobrze przemyślane i konsekwentnie realizowane starania należy rozpocząć na etapie opracowywania SIWZu pamiętając, że dostawca, niezależnie od stopnia uświadomienia sobie tego problemu przez inwestora i tak za jego pieniądze wybuduje sobie (?) wszystkie elementy infrastruktury monitorowania pracy obiektu, od turbiny i generatora po pompy, a nawet drobniejsze elementy wyposażenia, w tym także całą, aktualnie bardzo wyrafinowaną, infrastrukturę IT. Posiadając dokumentacje urządzeń i wiedzę nt. technologii wykonania uzyskuje od początku przewagę wiedzy i możliwości technicznych nad inwestorem. Trzeba pamiętać przy tym, że zapisy w SIWZ nie oznaczają ich prostego powielenia w umowie na realizację budowy. Doświadczenia wskazują, że w pierwszych fazach budowy na ca 5 lat przed oddaniem bloku do ruchu problematyka wiedzy utrzymaniowej ma drugorzędny charakter i status wobec wielu poważniejszych problemów związanych z realizacją budowy. Źródłem pewnego optymizmu dla inwestora może być fakt, że z racji zastosowania, często licznych rozwiązań prototypowych, dostawca urządzenia nie wie wszystkiego, zakłada intensywną edukację w trakcie eksploatacji bloku nie tylko za pośrednictwem monitorowania pracy urządzenia, ale także podczas jego badania i przeglądów, nierzadko podczas awaryjnych postojów. Jak kreować wiedzę i kompetencje techniczne niezależne od dostawcy? Rozpocząć należy od analizy konstrukcji i warunków pracy urządzenia na podstawie dostępnej dokumentacji, w tym od lokalizacji punktów pomiarowych. Zapewnić sobie należy dostęp do DCSów oraz baz/hurtowni danych, tak aby dało się zbudować zdalny system diagnostyczny. Pro Novum rekomenduje podejście przedstawione na rysunkach 1 i 2. Idea jest prosta: Użytkownik dysponuje dwoma nadrzędnymi Systemami Informacji i Wiedzy: ERP oraz Programem (Stacją/Kokpitem Inżynierskim), które generują wiedzę korzystając z centralnie rejestrowanych informacji. Jako Stację/Kokpit Inżynierski polecamy od ponad dziesięciu lat rozwijaną przez nas platformę informatyczną LM System PRO+ [4,5]. Zaimplementowaliśmy w niej m.in. procedury zalecane przy modernizacjach bloków 200 MW w części dotyczącej zapewnienia bezpieczeństwa technicznego elementom krytycznym pracującym po przekroczeniu trwałości projektowej [6]. W ostatnim czasie wyposażyliśmy dodatkowo naszą platformę informatyczną w moduł integracji z ekonomicznymi modułami programów ERP w zakresie analizy niezawodności i ryzyka. grudzień strona 783

3 ERP Centralny System Informatyczny Elektrowni CENTRUM ZARZĄDZANIA Hurtownia Danych Internet Internet Poziom menadżerski Departament zarządzania majątkiem Rys. 1. Miejsce programu inżynierskiego w infrastrukturze IT elektrowni/grupy elektrowni urządzenia produkcyjne parametry pracy historia eksploatacji wyniki badań, diagnozy, prognozy wybrane informacje remontowe Elektrownia specjalista zarządzania majątkiem stacja obiektowa LAN integracja z systemami erp oraz dcs obsługa karty postojowej i awaryjnej komunikacja z centrum eksperckim przetwarzanie danych Podsumowanie Podstawę KSE w ciągu najbliższych lat stanowić będą trzy rodzaje bloków mających status JWCD: zmodernizowane bloki 200 MW, zmodernizowane bloki 360 MW, bloki nowe, w tym znacząca liczba bloków gazowo-parowych. Bezpieczeństwo energetyczne kraju w czasie jw. zależeć będzie nie tylko od stopnia teoretycznego zabezpieczenia potrzeb, ale także od sposobu zorganizowania utrzymania stanu technicznego nowych i zmodernizowanych bloków oraz kompetencji technicznych w obszarze maintenace u. Nie ma przeszkód, aby zmodernizowane bloki 200 MW i 360 MW były serwisowane przez krajowe firmy diagnostyczne i remontowe. Nie ma także istotnych barier po stronie intelektualnej/technicznej, aby przy utrzymaniu nowych bloków uczestniczyli krajowi specjaliści wyposażeni w odpowiednie narzędzia inżynierskie wspierane informatycznie. Istnieje możliwość bezkolizyjnego dostępu do informacji zarówno przez fabryczne serwisy, w tym LTSA, jak i niezależne od dostawcy systemy kreujące wiedzę utrzymaniową. To nie tylko droga do niższych kosztów serwisów fabrycznych, to także możliwość zapobieżenia luce pokoleniowej w obszarze polskich kompetencji technicznych w energetyce. To realistyczny pomysł na rzeczywistą polonizację najbardziej aktualnie zaawansowanego technicznie energetycznego know-how. Wiedzę wykonawców serwisów warto konfrontować z wiedzą i doświadczeniem własnym. Doświadczenie uczy, że nowych bloków nie należy wiązać z brakiem problemów, tylko z nowymi problemami. Bloki żyją krócej niż ludzie, ale często dłużej niż ich dostawcy. centrum zarządzania grupą elektrowni Piśmiennictwo VPN okresowe raporty o stanie technicznym urządzenia diagnoza prognoza wnioski i zalecenia firma ekspercka Rys. 2. Sposób współpracy firmy eksperckiej z Wydziałem Zarządzania Majątkiem Grupy Energetycznej z wykorzystaniem platformy informatycznej integrującej procesy eksploatacji, diagnozowania, analizy awaryjności oraz wybrane informacje remontowe [1] Trzeszczyński J.: Kiedy diagnostyka przynosi korzyści? Energetyka 2007, nr 12. [2] Trzeszczyński J., Magiera Ł.: Najpierw diagnostyka, potem remont. Energetyka Cieplna i Zawodowa 2012, nr 11. [3] Trzeszczyński J., Murzynowski W., Stanek R.: Zarządzanie majątkiem produkcyjnym grupy elektrowni wspierane przez firmy eksperckie. Modele współpracy oraz przykłady realizacji. Energetyka 2011, nr 12. [4] Trzeszczyński J., Murzynowski W., Białek S.: Monitorowanie stanu technicznego urządzeń cieplno-mechanicznych bloków energetycznych przy wykorzystaniu Platformy Informatycznej LM System PRO+. Dozór Techniczny 2011, nr 5. [5] Trzeszczyński J, Murzynowski W., Stanek R.: 10 lat doświadczeń oraz perspektywy rozwoju LM System PRO+ platformy informatycznej wspierającej utrzymanie stanu technicznego urządzeń energetycznych. Energetyka 2014, nr 8. [6] PN/ /2013 & PN/ /2013. Wytyczne przedłużania czasu eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW. [7] Trzeszczyński J.: Wytwarzanie jako źródło wiedzy. Przegląd Energetyczny 2013, nr 3. strona grudzień 2014

4 Paweł Gawron Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych Pro Novum sp. z o.o. Doświadczenia związane z utrzymaniem czystości układu wodno-parowego kotła na parametry nadkrytyczne Experience connected with maintaining the purity of water-steam circuit in supercritical boiler Ciągłe obniżanie kosztów wytwarzania energii elektrycznej i dostosowanie technologii do obowiązujących norm środowiskowych jest motorem rozwoju technologii ukierunkowanej na jednostki energetyczne pracujące przy parametrach nadkrytycznych. Rozwój ten jest podyktowany w głównej mierze wzrostem sprawności bloku kondensacyjnego, na który wpływ ma wiele parametrów, jednak najważniejszymi pozostają ciśnienie i temperatura pary świeżej (rys. 1) Nadmiar powietrza Temp. gazów wylotowych +1.5% 250 bar 540/560 C 170 bar 535/535 C +1.5% 300 bar 600/600 C 250 bar 540/560 C double single Parametry pary Przegrzew Ciśnienie kondensatu Rys. 1. Wpływ parametrów na sprawność obiegów 0.03 bar bar Przyrost temperatury pary świeżej o 20 K powoduje wzrost sprawności obiegu o 1%. Przyrost ciśnienia o 5 MPa to ok. 1% przyrostu sprawności obiegu. Praca urządzeń w warunkach obecności fazy nadkrytycznej, której właściwości fizykochemiczne mogą być diametralnie różne od tych w warunkach podkrytycznych, wiąże się ze zmianą podejścia do oceny warunków fizykochemicznych analizowanych na podstawie badań poszczególnych czynników do realnie panujących w układzie wodno-parowym pracującym w przy parametrach nadkrytycznych. Charakterystyczne warunki pracy w obszarze nadkrytycznym (ale również okresowo podkrytycznym) w istotnym stopniu wpływają na stan powierzchni ogrzewalnych na styku z fazą nadkrytyczną i procesy przyrostu ilości zanieczyszczeń na powierzchni wewnętrznej rur. Oczywiście, podobnie jak w układach konwencjonalnych, bardzo duże znaczenie na skalę przyrostu ilości zanieczyszczeń na powierzchniach ogrzewalnych ma układ dokotłowy (kondensacji i zasilania), który w niekorzystnych warunkach może być głównym źródłem zanieczyszczeń wprowadzanych do układu kotłowego. Osobnymi zagadnieniami, wynikowo wpływającymi na czystość powierzchni ogrzewalnych, są te związane z rozwiązaniami konstrukcyjnymi kotłów nadkrytycznych, a które należy uwzględniać w ogólnym obrazie procesu przyrostu ilości zanieczyszczeń. Właściwości wody w stanie nadkrytycznym Dla wody warunki nadkrytyczne określone są przez punkt krytyczny i wynoszą: Tk = 374 o C, pk = 22,1 MPa. Gęstość obu faz wynosi 322 kg/m 3. W miarę podnoszenia ciśnienia obiegu i zbliżania się do ciśnienia krytycznego następuje stopniowy zanik różnicy między fazą ciekłą i parową (rys. 2). Przepływ dwufazowy Woda nie wrze w konwencjonalnym tego słowa znaczeniu, lecz zachowuje się jak jednolita faza płynnie zmieniająca temperaturę (nie występuje tutaj przemiana izobaryczno izotermiczna jak w przypadku pary nasyconej mokrej). Rys. 2. Właściwości wody w stanie nadkrytycznym a procesy przepływowe w kotle Manipulując temperaturą i ciśnieniem wody w stanie nadkrytycznym można zdecydowanie zmieniać jej właściwości w obszarze istotnych wielkości, np. gęstości, lepkości czy iloczynu jonowego (rys. 3). Nie ma granicy między wodą i parą grudzień strona 785

5 stała dielektryczna x 10 gęstość, kg m Parametr temperatura, o C Woda w warunkach normalnych Woda w stanie podkrytycznym Rys. 3. Zmiany własności fizykochemicznych wody w pobliżu punktu krytycznego Woda w stanie nadkrytycznym Temperatura, C Ciśnienie, MPa 0, Gęstość, g/cm3 0,997 0,80 0,17 0,58 Stała dielektryczna 78,5 27,1 5,9 10,5 Iloczyn jonowy wody, pkw 14,0 11,2 19,4 11,9 Lepkość dynamiczna 0,89 0,11 0,03 0,07 p, kg/m 3 η, μpa s B 573 K 623 K 650 K 673 K 723 K 773 K K 623 K 650 K K 723 K 773 K p, MPa A Rys. 4. Zmiany własności fizykochemicznych wody w pobliżu punktu krytycznego (lepkość, gęstość) iloczyn jonowy Manipulacja ta może być zamierzona lub jak może to mieć miejsce w trakcie eksploatacji kotłów energetycznych związana np. ze zmianą obciążenia. Charakterystyczną cechą wody w pobliżu punktu krytycznego są fluktuacje gęstości. Ostra zmiana gęstości w niewielkim przedziale zmian ciśnienia i temperatury może prowadzić do zaburzeń w przepływie czynnika, a w efekcie do lokalnych przegrzań materiału powierzchni ogrzewalnych i przyrostu ilości zanieczyszczeń (rys. 4). Zmiana gęstości jest wyraźnie skorelowana ze zmianami większości parametrów wody. Część z nich ma stosunkowo niewielki wpływ na przyrost ilości zanieczyszczeń, jednak niektóre, jak iloczyn jonowy (rys. 5) czy zmiana polarności, decydująca o rozpuszczalności wielu substancji, ma bardzo istotny wpływ na utrzymanie wysokiej czystości układu wodno parowego kotła nadkrytycznego. W warunkach pokojowych iloczyn jonowy wody Kw ma wartość (skala ph od 1-14), ale dla parametrów nadkrytycznych przyjmowane wartości są kilka rzędów większe. Zwiększenie iloczynu jonowego, np. do wartości 10-8, oznacza wzrost stężenia jonów H + i OH - do 0,1 mmol/kg. W związku ze zmianami wartości stałej dielektrycznej (rys. 6), która początkowo maleje ze wzrostem temperatury, a następnie rośnie ze wzrostem ciśnienia, woda z polarnego rozpuszczalnika staje się niepolarna. W pobliżu i powyżej punktu krytycznego rozpuszczają się w niej związki niepolarne i gazy (np. tlen), natomiast rozpuszczalność związków nieorganicznych wyraźnie maleje (rozpuszczalność NaCl w wodzie w temp. 300 C wynosi 40% wag., a w temp. 450 C tylko 100 ppm), a niektóre z nich stają się nierozpuszczalne ε MPa T, K Rys. 6. Zmiany własności fizykochemicznych wody w pobliżu punktu krytycznego p K W p = 25 MPa T = 673 K T, K p, MPa Rys. 5. Zmiany własności fizykochemicznych wody w pobliżu punktu krytycznego (iloczyn jonowy) Szczególne właściwości wody w warunkach nadkrytycznych pozwalają na pełnienie praktycznie każdej funkcji jako rozpuszczalnika, katalizatora, a także utleniacza. Węgiel zawarty w substancjach organicznych utleniany jest do zakwaszającego środowisko ditlenku węgla, wodór do wody, azot związany do wolnego lub tlenku azotu, a z pozostałych heteroatomów (np. fluorowce, siarka) otrzymywane są odpowiednie kwasy lub sole np.: benzen: C 6 H 6 + 7,5O 2 6CO 2 + 3H 2 O dioksyny (PCDD): Cl 6 -C 6 H 2 -O 2 -C 6 H 2 -Cl O 2 12CO 2 + 4HCl chloroform: CHCl 3 + 0,5O 2 + H 2 O CO 2 + 3HCl strona grudzień 2014

6 Awaryjność kotłów problemy konstrukcyjne Analiza statystyczna awaryjności kotłów energetycznych nie różni się wiele od tej dla kotłów pracujących przy parametrach podkrytycznych, przepływowych. Zwykle najbardziej awaryjnym elementem współczesnych jednostek są rury ekranowe komory paleniskowej kotła. W następnej kolejności występują przegrzewacze pary świeżej. Zwykły poziom temperatury ścianki metalu parowników nie przekracza zwykle 420 C (przy dopuszczalnej 435 C dla typowych rur z materiału 13Mo3 lub 13CrMo44), przy czym wraz z czasem eksploatacji i przyrostem ilości osadów na powierzchni wewnętrznej rur dochodzi ona do 455 C (po ok h). Czas, o którym mowa dotyczy jedynie procesów normalnego przyrostu ilości zanieczyszczeń wynikającego z utleniania powierzchni. Może on ulec zdecydowanemu skróceniu w przypadku obecności osadów wnoszonych do parownika z układów dokotłowych. Wynika z tego, że kontrola stanu powierzchni wewnętrznej rur parowników kotłów nadkrytycznych jest równie ważna co w kotłach konwencjonalnych, a na pewno trudniejsza ze względu na brak dokładnie określonej strefy końca odparowania (rys. 7). Tsat = Tsat = Tsat Kocioł na parametry podkrytyczne, T temperatura nasycenia T1 T2 T3 T4 T5 Specjalnego potraktowania wymaga problem pracy kotłów nadkrytycznych w obszarze podkrytycznym. Główne zagrożenie niesie za sobą możliwość wystąpienia kryzysu wrzenia przy gwałtownym spadku współczynnika wnikania ciepła od ścianki rury parownika do mieszaniny parowo wodnej i zmiany mechanizmu wrzenia z pęcherzykowego na błonowy (rys. 8). Zjawisko jest znane z kotłów konwencjonalnych i pociąga za sobą wzrost temperatury metalu do przegrzania włącznie. Korekcja chemiczna Liczba rozwiązań systemów korekcji chemicznej czynnika w układach wodno-parowych bloków nadkrytycznych jest z uwagi na parametry pracy i konstrukcję kotłów bardzo ograniczona. Wszystkie istniejące rozwiązania są z definicji trudne i wymagają bardzo dobrego poziomu obsługi układów dozujących oraz co ważniejsze właściwej kontroli i interpretacji wyników prowadzonej kontroli eksploatacyjnej w zakresie fizykochemicznych parametrów czynnika obiegowego. Kontrola taka powinna być prowadzona w ścisłym połączeniu w pozostałymi parametrami (termicznymi, hydraulicznymi) charakteryzującymi pracę bloku (rys. 9). Na blokach nadkrytycznych stosowane są praktycznie wyłącznie dwa reżimy AVT (alkaliczny) i OT(kombi): AVT dawkowanie amoniaku do kondensatu; reżim AVT pracuje w chwili uruchomienia i odstawienia bloku oraz w sytuacjach przekroczeń przewodnictwa elektrolitycznego; OT po uzyskaniu odpowiednio niskiego poziomu przewodnictwa elektrolitycznego zmniejsza się dawkę amoniaku i rozpoczyna dawkowanie tlenu. Kocioł na parametry nadkrytyczne T temperatura nasycenia Rys. 7. Rozkład temperatur w rurach parownika Korekcja oparta jest tylko na pomiarach on-line, a jej właściwe prowadzenie jest możliwe tylko w sposób automatyczny. Kluczową sprawą w zapobieganiu korozji przy reżimie tlenowym (OT) pozostaje prawidłowa i ciągła praca Stacji Oczyszczania Kondensatu, której działanie pozwala na: TUBE HEAT ABSORPTION (% AVE.) VERTICAL TUBES DNB CRYOUT FURNACE FURNACE FRONT WALL LEFT WALL FURNACE REAR WALL FURNACE RIGHT WALL BUBBLE LAYER VAPOR CORE LIQUID CORE RADIAL UNBALANCE FACTOR PERIMETER LOCATION Nierównomierność przepływu przez poszczególne kontury parownika Kryzys wrzenia Odparowanie błonkowe /praca na sucho Rys. 8. Kryzys wrzenia w warunkach podkrytycznych grudzień strona 787

7 Level of Possible/Probable Impurities Ability to Neutralize/Buffer Contaminarits Continuum of Treatments Condensate Polisher of Tight Condenser OT AVT(O) Better Air In-Leakago Control PC(L) PC AVT(R) No Condensate Polisher Seawater Cooled High TDS Cooling Tower CT PC(H) OT oxygenated treatment (reżim kombi) AVT(O), AVT(R) oxidizing/reducing all-volatile treatment (korekcja amoniakiem AVT(O) lub amoniakiem z dodatkiem środka redukującego AVT(R)) PC phosphate continuum (korekcja fosforanami) PC(L), PC(H) phosphate treatment with low/high level of phosphate CT caustic treatment (korekcja wodorotlenkiem sodu) All-Ferrous Metallurgy Can Be Mixed-Metallurgy or All-Ferrous Increasing Need for High Purity Possible Operational Problems Increasing Esse of Operation (Hideout, Hideout Return, Steam Limits) Probability of Better Performance (Availability Loss, Fewer Chemical Cleans) Rys. 9. Systemy korekcji chemicznej czynnika skrócenie czasu osiągnięcia parametrów fizykochemicznych czynnika obiegowego w czasie rozruchu bloku, a tym samym zmniejszenie ilości paliwa rozruchowego, usuwanie tlenków wędrujących, ograniczenie ilości osadów na ściankach rur, a tym samym poprawę warunków wymiany ciepła, wytworzenie trwałych i szczelnych warstewek pasywnych poprawiających niezawodność i sprawność urządzeń, ograniczenie erozyjnych uszkodzeń armatury zainstalowanej w układzie. Chemiczne czyszczenie Chemiczne czyszczenie powierzchni ogrzewalnych kotłów nadkrytycznych jest już na samym wstępie skomplikowane z uwagi na zwykle bardzo duże gabaryty oraz pojemność układu. Dodatkowo dochodzą do tego ograniczenia wynikające z ograniczonej odporności materiałów konstrukcyjnych na agresywne działanie typowych kąpieli czyszczących. Mimo to nie ma alternatywy dla wykonywania procesów chemicznego czyszczenia, nawet na hipotetycznie idealnych jednostkach, gdzie przyrost ilości zanieczyszczeń na powierzchniach ogrzewalnych wynikałby jedynie z procesów utleniania stali parą wodną. Z czasem ich ilość zbliży się do granicy, przy której dalsza eksploatacja będzie obarczona dużym ryzykiem wystąpienia uszkodzeń powierzchni ogrzewalnych. Podsumowanie Charakterystyczne zmiany właściwości fizykochemicznych wody w stanie nadkrytycznym są powodem jej wysokiej korozyjności, za którą idzie przyrost ilości zanieczyszczeń na powierzchniach ogrzewalnych. Właściwości wody w stanie nadkrytycznych jako rozpuszczalnika oraz zdolność do utleniania związków organicznych wy- magają utrzymania bardzo wysokiej jakości wody uzupełniającej oraz zagwarantowania odpowiednio wysokiego poziomu korekcji chemicznej obiegu. Z uwagi na bardzo realne ryzyko wystąpienia kryzysu wrzenia w rurach parowników kotłów energetycznych, na które między innymi ma wpływ stopień zanieczyszczenia powierzchni, powinny być one objęte dobrze zorganizowanym monitoringiem diagnostycznym, tak w eksploatacji jak i w remoncie. Każdą z jednostek należy rozpatrywać indywidualnie, biorąc pod uwagę właściwości fazy nadkrytycznej, tak aby zachować maksymalną dyspozycyjność przy uzyskaniu maksymalnej sprawności obiegu. Piśmiennictwo [1] Sprawozdanie Pro Novum nr /2013. [2] Sprawozdanie Pro Novum nr /2013. [3] Dane TAURON Wytwarzanie S.A. Oddział Elektrownia Łagisza, Oddział Analiz Chemicznych. [4] Światła Wójcik D.: Właściwości i zastosowania wody podi nadkrytycznej, Wiadomości Chemiczne [5] Mlonka J., Technologie nadkrytyczne w energetyce jeden ze sposobów wzrostu sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ograniczania emisji CO 2. Numer projektu POKL /08. [6] Pińkowska H., Woda w stanie pod- i nadkrytycznym jako nowe medium reakcyjne. [7] Grela Ł., Problemy związane z wprowadzeniem i eksploatacją kotłów nadkrytycznych. Konferencja Naukowo Techniczna pt. Eksploatacja maszyn i urządzeń energetycznych, Szczyrk strona grudzień 2014

8 Radosław Stanek, Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych Pro Novum sp. z o.o. Jacek Maciejewski PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów Zarządzanie utrzymaniem stanu technicznego zmodernizowanych kotłów K-3 - K- 6 typu BB1150 na podstawie analizy ryzyka Management of risk based maintenance of modernized K-3 to K-6 boilers type BB1150 Optymalizacja nakładów na utrzymanie stanu technicznego dokonuje się bardzo często przez ich prostą redukcję. To bez wątpienia złe podejście wymuszone w największym stopniu brakiem narzędzi, które systemowo kojarzyłyby potrzeby techniki, ekonomii i bezpieczeństwo. Podejściem, które integruje wymienione dziedziny jest utrzymanie stanu technicznego urządzeń na podstawie analizy ryzyka (Risk Base Maintenance). Wymaga ono jednak rejestracji i przetwarzania bardzo dużej ilości danych i informacji oraz integracji z procesami eksploatacji i utrzymania stanu technicznego urządzeń. Przy obecnym poziomie technicznym infrastruktury IT oraz względnie niskich kosztach związanych z korzystaniem z niej, nie stanowi to istotnego problemu. W niniejszym artykule przedstawiono próbę rozwiązania tego zadania na przykładzie wdrożonego nadzoru diagnostycznego nad rurami powierzchni ogrzewalnych kotłów K3 - K6 w PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Spółka Akcyjna, Oddział Elektrownia Bełchatów. ilość informacji i generujących w trybie on-line odpowiednią wiedzą. Rozpoczęto wdrażanie nadzoru diagnostycznego wykorzystując aplikację Pro Novum LM Serwis PRO. Nadzór diagnostyczny będzie wspierał zarządzanie utrzymaniem stanu technicznego rur powierzchni ogrzewalnych kotłów na podstawie analizy ryzyka. Zakres modernizacji kotłów i związane z tym oczekiwania eksploatacyjno-produkcyjne Wykonawcą modernizacji części ciśnieniowej kotłów K-3,K-4,K-5 jest Babcock Borsig Service. Wykonawcą modernizacji części ciśnieniowej kotła K- 6 jest ALSTOM. Geneza wdrożenia nadzoru diagnostycznego nad rurami powierzchni ogrzewalnych kotłów W 2012 roku Pro Novum uczestniczyło w projekcie międzynarodowym jako przedstawiciel Elektrowni Bełchatów, którego celem było zidentyfikowanie problemu nieszczelności rur powierzchni ogrzewalnych kotłów K1 - K12 przed i po ich modernizacji. Taka analiza była próbą oceny sytuacji w Elektrowni Bełchatów w porównaniu z innymi jednostkami wytwórczymi w świecie. Wyniki analizy pozwoliły lepiej zrozumieć problemy i ich konsekwencje oraz stworzyć warunki do podjęcia adekwatnych i skutecznych środków zaradczych, w tym zwłaszcza w obszarze diagnostyki. Wspólnie ustalono, że działaniom jw. powinno towarzyszyć wdrożenie odpowiednich narzędzi informatycznych (oprogramowania) integrujących i przetwarzających dużą Rys. 1. Przekrój kotła BB grudzień strona 789

9 Modernizacja kotła miała na celu zapewnienie następujących parametrów: żywotność całkowita kotła 320 tys. godzin pracy, zawartość NO x w spalinach (warunki normalne, 6% O2, spaliny suche) 200 mg/m 3 n zawartość CO w spalinach (warunki normalne, 6% O2, spaliny suche) 200 mg/m 3 n wydajność maksymalna trwała kotła 100% WMT 1100 t/h, wydajność krótkotrwała maksymalna (do 4 h/dobę) 104,5% WMT, wydajność minimalna trwała kotła (bez paliwa rozpałkowego) 40% WMT, parametry pary na wylocie z kotła: temp. pary świeżej w zakresie obciążeń % WMT /-5 st., temp. pary wtórnej w zakresie obciążeń % WMT /-5 st., ciśnienie pary świeżej przy 100% WMT 180,1 bar, spadek ciśnienia na przegrzewaczu wtórnym przy 100% WMT 2,2 bar, dyspozycyjność 92%. Modernizacji po stronie ciśnieniowej kotła Modernizacja po stronie ciśnieniowej kotła objęła poniżej wymienione czynności. 1. Przebudowa parownika, tj. rozcięcie ekranów parownika na granicy komory paleniskowej i ciągu konwekcyjnego w celu wykorzystania ekranów ciągu konwekcyjnego jako przegrzewacza O st. pary świeżej kotły K-3, 4, Zabudowa przegrzewacza naściennego P-2 kocioł K Modernizacja ECO w zakresie wymiany: 100% kolan wężownic, 100% przelotów oraz w całości dwóch płatów po stronie lewej i prawej. 4. Modernizacja przegrzewacza P1B w zakresie takim samym jak ECO. 5. Wymiana w 100% przegrzewacza P3. 6. Wymiana w 100% przegrzewacza P4. 7. Wymiana z rozbudowa przegrzewacza pary wtórnej M1. 8. Wymiana w 100% przegrzewacza pary wtórnej M2. 9. Wymiana w 100% leja komory paleniskowej. 10. Wymiany w 100% rurociągów łączących przegrzewacze P3 P4 i M1 M Modernizacja schładzaczy pary i armatury wtrysków dla pary świeżej i wtórnej. 12. Zastosowanie ośmiu zdmuchiwaczy wodnych (armatki wodne) w celu oczyszczania komory paleniskowej. 13. Zastosowanie 48 zdmuchiwaczy parowych w ciągu konwekcyjnym w celu oczyszczania przegrzewaczy z popiołu. 14. Zabezpieczenie wszystkich kolan i przelotów ECO i P1B antyerozyjnie materiałem trudno-ścieralnym metodą natryskiwania łukowego, podobnie zabezpieczono leje komór paleniskowych w rejonie rusztów dopalających. Zakres modernizacji na poszczególnych kotłach oraz zastosowane materiały przedstawiono w tabeli 1. W wyniku przeprowadzonych modernizacji części ciśnieniowej kotłów K-3, K-4, K-5, K-6 nastąpiła radykalna poprawa w zakresie awaryjności poszczególnych powierzchni ogrzewalnych, tj. : z uwagi na erozję popiołową kolan i przelotów wężownic ECO i P1B, z uwagi na erozję popiołową lejów komór paleniskowych. Ze względu na powyższe, dotrzymane są zapisy kontraktowe dotyczące dyspozycyjności, która osiąga wartość ok. 95%. ECO P1B P0 K3 K4 K5 K6 3 pęczki, wymiana kolan, przelotów -100%, wymiana płatów skrajnych po 2 płaty (4 płaty) Ø 38x5, 16M (1.5415) 3 pęczki, wymiana kolan, przelotów -100%, Ø 38x5, 15HM (1.7335) podział ściany membranowej na parownik i przegrzewacz P0, Ø 30x5, 16M (1.5415) 3 pęczki, wymiana kolan, przelotów -100%, wymiana płatów skrajnych po 2 płaty (4 płaty) Ø 38x5, 16M (1.5415) 3 pęczki, wymiana kolan, przelotów -100%, Ø 38x5, 15HM (1.7335) podział ściany membranowej na parownik i przegrzewacz P0, Ø 30x5, 16M (1.5415) 3 pęczki, wymiana kolan, przelotów -100%, wymiana płatów skrajnych po 2 płaty (4 płaty) Ø 38x5, 16M (1.5415) 4 pęczki, wymiana kolan, przelotów -100%, Ø 38x5, 15HM (1.7335) podział ściany membranowej na parownik i przegrzewacz P0, Ø 30x5, 16M (1.5415) P2 P3 P4 M1 M2 Parownik 6-12m wymiana 100%, Ø 44,5x5;5,6;7,1 X20CrMoV11-1, 10H2M wymiana 100%, Ø 38x5,6;7,1 X20CrMoV11-1 wymiana 100%, Ø 51x4 16M, 10H2M wymiana 100%, Ø 51x4;4,5 X20CrMoV11-1, 10H2M ściany ekranowe od 12 m do komór ekranowych, Ø 30x5, 16M (1.5415) wymiana 100%, Ø 44,5x5;6,3 X20CrMoV11-1, 10H2M wymiana 100%, Ø 38x5,6;6,3 X20CrMoV11-1 wymiana 100%, Ø 51x4 16M, 10H2M wymiana 100%, Ø 51x4;4,5 X20CrMoV11-1, 10H2M ściany ekranowe od 12 m do komór ekranowych, Ø 30x5, 16M (1.5415) wymiana 100%, Ø 44,5x5,6;6,3;7,1 VM12-SHC, 10H2M wymiana 100%, Ø 38x5,6;6,3 VM12-SHC wymiana 100%, Ø 51x4 16M, 10H2M wymiana 100%, Ø 51x4 VM12, 10H2M ściany ekranowe od 12 m do komór ekranowych, Ø 30x5, 16M (1.5415) Tabela 1 3 pęczki,wymiana kolan, przelotów -100%, wymiana płatów skrajnych po 2 płaty (4 płaty) Ø 38x5, 16M (1.5415) 3 pęczki, wymiana kolan, przelotów -100%, Ø 38x5, 15HM (1.7335) przegrzewacz naścienny P2, Ø 44,5x 5,6;6,3;7,1;8 X10CrMoVNb9-1(P91) wymiana 100%, Ø 44,5x5,6;6,3;8;10 VM12-SHC wymiana 100%, Ø 38x7,1;8 VM12-SHC wymiana 100%, Ø 57x4 X10CrMoVNb9-1, 13CrMo4-5 wymiana 100%, Ø 51x4;4,5 VM12-SHC ściany ekranowe od 12 m do komór ekranowych, Ø 30x5, 16M (1.5415) strona grudzień 2014

10 Doświadczenia eksploatacyjne związane z pracą kotłów przed i po modernizacji, zwłaszcza w zakresie powierzchni ogrzewalnych Przed modernizacją Głównym czynnikiem mającym wpływ na wskaźnik dyspozycyjności oraz liczbę odstawień awaryjnych bloków była erozja popiołowa na niżej wymienionych powierzchniach ogrzewalnych kotłów: ECO w zakresie kolan i przelotów wężownic, P1B w zakresie kolan i przelotów wężownic, lej komory paleniskowej w rejonie rusztu dopalającego. Kolejnym czynnikiem mającym wpływ na dyspozycyjność kotłów są wady spoin i wady materiałowe, które doprowadzały do powstawania nieszczelności kotłów nawet po kilkunastu latach eksploatacji. Na rysunku 2 przedstawiono ilości nieszczelności kotłów K-3, K-4, K-5, K-6 w latach: 2005 r. przed modernizacją, 2013 r. po modernizacji, a na rysunku 3 podano powierzchnie, na których one wystąpiły. W następnych latach eksploatacji w remontach średnich i kapitalnych zamierza się podtrzymać dotychczasowe zakresy pomiarów i badań poszczególnych elementów powierzchni ogrzewalnych w celu zbierania doświadczeń co do szybkości zużywania się powłok zabezpieczających i materiałów pracujących w atmosferze gazów paleniska niskoemisyjnego. Opis procesu zdalnego nadzoru diagnostycznego Nadzór diagnostyczny sprawowany jest nad stanem technicznym wybranych węzłów konstrukcyjnych i/lub pojedynczych elementów urządzeń elektrowni i elektrociepłowni ze wsparciem eksperckim specjalistów Pro Novum. Do automatycznie generowanych z Systemu raportów dopisywane są wnioski i zalecenia ekspertów. W ramach LM Serwis PRO monitorowany jest aktualny stan techniczny i/lub wybrane problemy występujące na urządzeniach cieplno-mechanicznych bloków energetycznych. Schemat nadzoru nad stanem technicznym rur powierzchni ogrzewalnych kotłów przedstawiono na rysunku 4. Aplikacja serwisowa zainstalowana w środowisku IT elektrowni rejestruje i analizuje w czasie rzeczywistym: wyniki badań, wybrane czynności remontowe wykonywane podczas postojów, cieplno-mechaniczno-chemiczne warunki pracy powierzchni ogrzewalnych, stany awaryjne. W ramach nadzoru diagnostycznego koordynator z elektrowni odpowiedzialny jest za: wprowadzanie wyników badań i pomiarów, systemowe komentowanie postojów Karta Postojowa, wypełnianie Kart Awaryjnych, zgłaszanie bieżących problemów eksploatacyjnych, systemową komunikację ze specjalistami Pro Novum. Rys. 2. Ilość nieszczelności na poszczególnych kotłach Rys. 3. Ilość nieszczelności na poszczególnych powierzchniach ogrzewalnych kotłów Z powyższego wynika, że założenia co do wymiany powierzchni ogrzewalnych kotłów lub ich części były prawidłowe, co doprowadziło do znaczącego obniżenia awaryjności. Rys. 4. Schemat procesu nadzoru diagnostycznego grudzień strona 791

11 Ocena ryzyka uszkodzeń rur powierzchni ogrzewalnych w trybie on-line Aplikacja serwisowa LM Serwis PRO wraz z Pakietem Funkcjonalnym LM Analiza Ryzyka PRO w sposób ciągły przetwarza informacje umożliwiając obliczanie aktualnej (bieżącej) wartości ryzyka R wg wzoru (1) R = (P+WKP) x K (1) gdzie: P prawdopodobieństwo uszkodzenia, WPK współczynnik korekty prawdopodobieństwa, K konsekwencje uszkodzenia (koszty remontowe związane z usunięciem nieszczelności). Podstawę autorskiej metodyki Pro Novum [1, 7-11] stanowi nadanie prawdopodobieństwu uszkodzenia wysokiej, autonomicznej rangi w formule obliczeniowej (1). Prawdopodobieństwo określa się na podstawie statystyk uszkodzeń zestawianych odrębnie dla poszczególnych powierzchni ogrzewalnych wg metodologii Pro Novum. Współczynnik WPK korekty prawdopodobieństwa uwzględnia ewentualny wpływ na zmianę prawdopodobieństwa P następujących czynników: jakości informacji wyjściowych (dane konstrukcyjne, historia pracy, stan techniczny, prognoza trwałości), jakości bieżącej diagnostyki (wykonywanie badań w odpowiednim zakresie podczas postojów planowych oraz ekspertyz poawaryjnych), bieżącego stanu technicznego na podstawie pomiarów grubości ścianki rur oraz stopnia wyczerpania trwałości SWT (dla rur pracujących powyżej temperatury granicznej), cieplno-mechanicznych i chemicznych warunków pracy rur na podstawie ciągłej analizy wybranych parametrów pracy. Wartości początkowe i bieżące System analizuje (rys. 5) w trybie on-line przetwarzając zestaw poniżej wymienionych danych: wyniki pomiarów i badań rur, wyniki ocen stanu technicznego oraz prognoz trwałości, wybrane informacje z Kart Awaryjnych (KA), informacje z Kart Postojowych (KP), statystyki uszkodzeń, parametry pracy: cieplno-mechaniczne i chemiczne, informacje ekonomiczne, w zakresie kosztów remontowych oraz wartości (strat) produkcji, wyniki rankingów wskazujące na jakość wszystkich wymienionych danych i informacji. Rys. 5. Schemat bieżącej oceny stanu technicznego oraz obliczeń aktualnej wartości ryzyka Analiza prowadzona jest odrębnie i jednocześnie dla poszczególnych (wszystkich) powierzchni ogrzewalnych kotła. System widzi odrębnie rury nowe (zabudowane podczas remontów modernizacyjnych) oraz długo eksploatowane. System może monitorować stan techniczny i ryzyko dla rur zabudowanych w dowolnym momencie eksploatacji kotła. System jednocześnie nadzoruje przebieg pięciu procesów wskazanych na rysunku 6. Rys. 6. Procesy synchronicznie analizowane przez LM Serwis PRO strona grudzień 2014

12 Ocenę ryzyka prowadzi się przy następujących, poniżej wymienionych założeniach. Odpowiednio zintegrowane informacje z diagnostyki postojowej oraz eksploatacyjnej stanowią podstawę oceny stanu technicznego rur powierzchni ogrzewalnych kotłów (to także nadrzędne założenie koncepcji LM System PRO+ ). Podczas postojów oczekuje się diagnostyki rur w zakresie: pomiarów grubości ścianki, badań nieniszczących i niszczących. Ocena stanu technicznego zawiera konkluzję czy rury nadają się do dalszej pracy przy niezmienionych parametrach oraz bez potrzeby spełnienia dodatkowych warunków. Prognoza trwałości obejmuje bezpieczny czas pracy wyrażony w godzinach, termin i zakres najbliższych badań i pomiarów w celu weryfikacji prognozy lub opracowania nowej. Prawdopodobieństwo początkowe rur długo eksploatowanych określa się na podstawie statystyk awaryjności kotłów przed modernizacją oraz po modernizacji. Prawdopodobieństwo uszkodzeń dla rur nowych określa się na podstawie ich prognozowanej trwałości oraz na podstawie statystyki uszkodzeń dla zmodernizowanych kotłów. Statystyki uszkodzeń (nieszczelności) rur opracowuje się odrębnie dla poszczególnych powierzchni ogrzewalnych. Konsekwencje początkowe (koszty remontowe kotła i poszczególnych powierzchni ogrzewalnych) przyjmuje się na podstawie danych w okresie, jaki upłynął od modernizacji kotłów. Zakłada się identyczne podejście do danych wyjściowych w zakresie wartości produkcji. System uwzględnia informacje wynikające z wieloletniego planu remontowego; zmiany planów remontowych są uwzględniane na bieżąco podczas wypełniania Kart Postojowych. rejestracji i analizy pomiarów cieplno mechanicznych i chemicznych przeznaczonych przede wszystkim do analizy warunków pracy rur z wykorzystaniem algorytmów systemowych, uzupełnienia przez Koordynatora ze strony Elektrowni informacji na temat.: rodzaju zidentyfikowanego przez System postoju, wykonywanych badań, napraw, wymian, zastosowanych konserwacjach, czyszczeniach, próbach ciśnieniowych, wyników badań wykonywanych, wielkości produkcji pomiędzy ostatnimi postojami, utraty produkcji z tytułu niewyprodukowanej energii podczas postoju, kosztu remontu kotła, kosztu remontu poszczególnych powierzchni ogrzewalnych, przyczyny bezpośredniej i pośredniej awarii, informacji czy usunięto przyczynę pośrednią awarii, dokumentu z ekspertyzy poawaryjnej. System informatyczny wspierający nadzór diagnostyczny i zarządzanie utrzymaniem stanu technicznego rur powierzchni ogrzewalnych Analiza ryzyka, jeśli ma udostępniać aktualną wiedzę użyteczną dla inżyniera, ekonomisty i managera musi opierać się na stosunkowo dużej liczbie danych i informacji o wysokiej jakości (aktualnych, kompletnych, obiektywnych). Ich przetwarzanie powinno zapewnić uzyskanie odpowiedniej wiedzy udostępnionej w odpowiedniej formie. W tym celu stworzono oprogramowanie, które większość danych rejestruje i przetwarza automatycznie. Nadzór diagnostyczny wspierany jest przez pakiet funkcjonalny LM Serwis PRO platformy informatyczny LM System PRO+ wersji 3.0. Użytkownik aplikacji pracuje w obrębie okna serwisowego, które służy do nawigacji po modułach i funkcjach. System posiada również nawigację po obiekcie (rurach powierzchni ogrzewalnych) wg nazewnictwa i standardów Elektrowni (rys. 7). Poszczególne moduły aplikacji serwisowej służą m. in. do: prowadzenia systemowej korespondencji/komunikacji pomiędzy Specjalistami Elektrowni a Specjalistami Pro Novum w sposób zbliżony do korespondencji , Rys. 7. Nawigacja po obiekcie w zakresie powierzchni ogrzewalnej Raport systemowy zawiera najważniejsze informacje diagnostyczne dotyczące stanu technicznego poszczególnych powierzchni ogrzewalnych: podstawowe informacje o charakterze ewidencyjnym, m.in. dotyczące celu pracy, okresu analizy oraz przedmiotu nadzoru diagnostycznego, informacje na temat czasu pracy i liczby uruchomień (w tym z poszczególnych stanów cieplnych) kotła, dane dotyczące aktualnego stanu technicznego powierzchni ogrzewalnych, aktualne prognozy trwałości i zalecany czas do kolejnych badań, statystyki uszkodzeń w postaci wykresów przedstawiających liczbę uszkodzeń na poszczególnych powierzchniach ogrzewalnych wraz z informacjami o przyczynach pośrednich i bezpośrednich, analizę ryzyka w zakresie analizy ekonomicznej, prawdopodobieństwa uszkodzenia, oceny ryzyka (rys. 8), wnioski, zalecenia, uwagi przekazane przez eksperta Pro Novum raz na określony z Zamawiającym terminem raportów. grudzień strona 793

13 4. Wdrożenie nadzoru diagnostycznego przy wykorzystaniu programu LM Serwis PRO w celu wspierania utrzymania stanu technicznego powierzchni ogrzewalnych kotłów K3- K6 traktujemy jako pierwszy krok w zakresie integracji informacji opartych na diagnostyce oraz kosztach remontowych i wolumenu produkcji, z uwzględnieniem racjonalnie zdefiniowanego ryzyka jako czynnika optymalizującego ekonomiczny efekt działalności elektrowni. Piśmiennictwo Rys. 8. Raport sekcja zawierająca wyniki analizy ryzyka Podsumowanie i wnioski 1. Zmiany organizacyjne w energetyce w nieunikniony sposób wymuszają potrzebę: zintegrowanego przetwarzania danych technicznych oraz ekonomicznych, generowania wiedzy w postaci okresowych raportów uzupełnianych eksperckim komentarzem. Można to osiągnąć korzystając z aplikacji informatycznych zapewniających dodatkowo redukcję kosztów przy jednoczesnym wzroście jakości usług. 2. Zdecydowana większość systemów zarządzania wiedzą o aktualnej kondycji infrastruktury technicznej elektrowni musi bazować na diagnostyce wykonywanej na odpowiednio wysokim poziomie oraz w zdalnym trybie. Archiwizacji podlegać powinna wyłącznie wiedza, zwłaszcza o charakterze korporacyjnym. 3. Wzrost znaczenia ekonomicznej efektywności produkcji oraz rynkowej rywalizacji grup energetycznych wymaga nie tylko prostej integracji wskaźników techniczno-ekonomicznych, ale także korzystania z reguł racjonalnie pojmowanego hazardu/ryzyka. Strategie oparte na ryzyku (RBM) są niezbędne w wielu obszarach działalności elektrowni, także w utrzymaniu stanu technicznego urządzeń. [1] Trzeszczyński J., Stanek R.: Zarządzanie utrzymaniem stanu technicznego kotłów na podstawie analizy ryzyka. Dozór Techniczny 2013, nr 6. [2] RIMAP CEN Workshop Document: Risk-based inspection and maintenance procedures for European Industry. Stuttgart/Brussels, March 2007 (Dokument opracowany z udziałem Pro Novum). [3] ASME CRDT 20-1: Risk-Based Inspection Development of Guidelines: Vol. 1, General Document, Vol. 3, Fossil Fuel- -Fired Electric Generating Station Applications, [4] ASME CRDT, Vol.41; Risk-based methods for equipment life management, [5] API 580/581 American Petroleum Institute US, Risk-based inspection-recommended practice ( ). [6] VGB-M 130e Recommendation for the introduction of risk-based maintenance. VGB PowerTech [7] Trzeszczyński J.: Rekomendacje w zakresie kwalifikowania elementów urządzeń cieplno mechanicznych bloków 200 MW w TAURON Wytwarzanie S.A. do pracy, do godzin Sprawozdanie PN /2012. [8] Trzeszczyński J., Murzynowski W., Białek S.: Monitorowanie stanu technicznego urządzeń cieplno-mechanicznych bloków energetycznych przy wykorzystaniu platformy informatycznej LM System PRO+. Dozór Techniczny 2011, nr 5. [9] Trzeszczyński J.: System diagnostyczny zapewniający bezpieczną pracę bloków 200 MW eksploatowanych powyżej godzin. Dozór Techniczny 2012, nr 1. [10] Brunné K., Staszałek K.: Zarządzanie wiedzą w trybie on-line o przyczynach nieszczelności rur powierzchni ogrzewalnych kotłów. Energetyka 2013, nr 12. [11] Trzeszczyński J., Stanek R.: Wpływ warunków pracy rur powierzchni ogrzewalnych kotłów parowych oraz jakości diagnostyki na prawdopodobieństwo ich uszkodzeń (w druku). strona grudzień 2014

14 Jerzy Trzeszczyński, Wojciech Murzynowski Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych Pro Novum sp. z o.o. Zapewnienie bezpieczeństwa technicznego zmodernizowanych bloków 200 MW podejście Pro Novum na etapie modernizacji i eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych Safety of modernized power units of 200 MW Pro Novum s attitude at the stage of modernization and operation of thermo-mechanical power equipment Znaczenie bloków 200 MW dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) Obecnie moc osiągalna wszystkich źródeł w KSE wynosi ok MW. W tym ok MW pochodzi z jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD). Wśród nich jest 48 konwencjonalnych bloków 200 MW, których moc osiągalna to ok MW (rys. 1), co stanowi istotną część KSE. Bloki stare czy długo eksploatowane? Dosyć często można spotkać się z opinią, że bloki 200 MW to bloki stare. Jednak wszyscy, chociaż trochę zorientowani w stanie polskich elektrowni wiedzą, że tzw. stare bloki energetyczne to w rzeczywistości obiekty, w których wymieniono nawet do 70% części ciśnieniowej kotłów, wymieniono części niskoprężne turbin oraz orurowania skraplaczy, wybudowano instalacje odsiarczania spalin i redukcji NO X. W wariancie najbardziej ambitnym (przed upływem godzin) wymieniono m. in. części WP, SP, NP turbin oraz główne rurociągi parowe czy części ciśnieniowe kotłów [1]. Jak widać z powyższego określenie długo eksploatowany zdecydowanie lepiej charakteryzuje urządzenia niż stary [2] (rys. 2). Ważną cechą bloków 200 MW jest to, że posiadają konstrukcję pozwalającą przedłużać trwałość głównych elementów przy zastosowaniu regeneracji, rewitalizacji, których koszty nie przekraczają 30% ceny nowego elementu. Rys. 1. Udział mocy generowanej z bloków 200 MW w KSE Bloki 200 MW, o których mowa, to bloki, których czas pracy wynosi od ok do ok godzin. W tym czasie były one wielokrotnie i w różnym stopniu modernizowane. Dodatkowo ci, którzy zainwestowali w modernizacje oczekują, że urządzenia te będą pracować do lat Istotnym oczekiwaniem jest także to, że większa ich część (jeśli nie całość) będzie stanowić regulacyjną część KSE. Przedłużanie eksploatacji bloków 200 MW metodyka Pro Novum Z technicznego punktu widzenia bezpieczne przedłużanie czasu eksploatacji urządzeń pracujących ponad trwałość projektową jest możliwe, jeśli uwzględni się w odpowiedni sposób następujące zagadnienia: jak określić zapas trwałości elementu w perspektywie oczekiwanej eksploatacji bloku (na ogół godzin)? w jaki sposób weryfikować na bieżąco stopniową redukcję zapasu trwałości uwzględniając zwłaszcza rzeczywiste warunki eksploatacji? grudzień strona 795

15 Ponad 70% elementów części ciśnieniowych kotłów pracuje krócej niż 20 lat Prawie 100% głównych elementów turbin jest zrewitalizowanych i / lub nowych Elementy: nowe długo eksploatowane Elementy: nowe zrewitalizowane długo eksploatowane Rys. 2. Bloki 200 MW stare czy długo eksploatowane? Rys. 3. Wytyczne przedłużania czasu eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW Uwzględniając fakt, że problem ten dotyczy ponad 40-tu bloków stanowiących ważną część Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, Pro Novum, przy współpracy ze specjalistami elektrowni wyposażonych w bloki 200 MW opracowało metodykę przedłużania czasu eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW (rys. 3). Opracowane przez Pro Novum Wytyczne... jak dotąd stały się standardem w tych polskich elektrowniach, w których Pro Novum wykonywało diagnostykę podczas remontów modernizacyjno-odtworzeniowych, to tylko /prawie 30 bloków, jednak znacząca część z tych, które planuje się eksploatować do roku [3]. W prezentowanej metodyce [4, 5] zakłada się, że: po przekroczeniu trwałości projektowej element może pracować wykorzystując swoją trwałość indywidualną; należy określić zapas trwałości indywidualnej uwzględniając jego indywidualne cechy: geometrię, własności materiału, warunki pracy; zapas trwałości należy skonfrontować z oczekiwanym czasem i warunkami pracy; ubytek trwałości należy monitorować: wykonując okresowe badania, monitorując warunki pracy. Zakres diagnostyki określa się indywidualnie na podstawie retrospekcji. Sama diagnostyka zaś to proces ściśle powiązany z eksploatacją urządzenia (rys. 4). Zakres naprawy, sposób wydłużenia żywotności (np. poprzez rewitalizację) określa się na podstawie oceny stanu technicznego i prognozy trwałości. W okresie przedłużonej eksploatacji nad urządzeniem sprawuje się nadzór diagnostyczny, którego celem jest aktualizowanie diagnozy, weryfikowanie prognozy trwałości oraz formułowanie odpowiednich, adekwatnych do potrzeb, zaleceń profilaktycznych. Dodatkowo podejście Pro Novum zakłada, że: określenie prognozy trwałości do kolejnej rewizji czy remontu kapitalnego nie wystarcza, aby zaplanować bezpieczną eksploatację i zwrot nakładów na modernizację w horyzoncie lat; podstawowym zagrożeniem dla bezpieczeństwa nie jest pełzanie, lecz zmęczenie cieplno-mechaniczne, spowodowane zwłaszcza przez dodatkowe naprężenia o charakterze konstrukcyjnym, technologicznym i eksploatacyjnym; bez systemowego analizowania warunków pracy oraz analizy awaryjności nie sposób wyobrazić sobie bezpieczeństwa i wysokiej dyspozycyjności, zwłaszcza jeśli przyjąć, że większość bloków będzie pracowała w intensywnej regulacji. strona grudzień 2014

16 Rys. 4. Metodyka Pro Novum diagnostyka jako proces zintegrowany z eksploatacją urządzenia Istotnymi elementami metodyki Pro Novum są odpowiednie badania, w tym: badania specjalne niszczące (rys. 5) umożliwiające określenie wybranych własności wytrzymałościowych poprzez pobranie odpowiednich wycinków z miejsc najbardziej wytężonych; ubytek materiału po wycinku nie powinien wymagać naprawy poprzez spawanie; badania reprezentatywnych elementów wycofanych z eksploatacji (rys. 6), których wyniki powinny służyć m.in. do: weryfikacji diagnoz i prognoz, korekcji prawdopodobieństwa uszkodzenia, interpretacji wyników badań podstawowych i specjalnych, w tym na mikropróbkach. a b Rys. 5. Wycinki do badań specjalnych z tarcz wirnikowych (a) i walczaków (b) Rys. 6. Badania wirnika WP wycofanego z eksploatacji Opisana w artykule metodyka Pro Novum dotyczaca zapewnienia bezpieczeństwa technicznego modernizowanych bloków 200 MW powinna, na każdym etapie, być wspierana przez nowoczesne narzędzia informatyczne. Trudno wyobrazić sobie dzisiaj działanie, którego nie wspiera lub nie może wspierać informatyka. W Pro Novum zauważyliśmy to paręnaście lat temu, a od 2004 roku rozwijamy projekt, który przybrał formę platformy informatycznej LM System PRO+ ver [6]. Platforma ta, zbudowana z pakietów funkcjonalnych i modułów, przygotowana jest w taki sposób, by wspierać zarządzanie wiedzą o stanie technicznych urządzeń przed i w czasie ich modernizacji, a także w okresie wydłużonej eksploatacji. Podsumowanie i wnioski 1. Przedłużenie eksploatacji bloków 200 MW do ok roku to ważne zadanie dla bezpieczeństwa KSE (48 jednostek o sumarycznej mocy ok MW o statusie JWCD). 2. Przy założeniu, że spełniać będą dotychczas akceptowane przepisy emisji, modernizacje można przeprowadzić w ok. 150-dniowych remontach przy nakładach nieprzekraczających 20% ceny nowego źródła o identycznej mocy. 3. Aby zapewnić, w możliwie największym stopniu, bezpieczeństwo pracy oraz realizację zamierzeń produkcyjnych inwestorów, Pro Novum wraz ze specjalistami z wszystkich grup energetycznych w Polsce, przy współpracy z Urzędem Dozoru Technicznego w Warszawie, opracowało propozycje jednolitych standardów: badania i oceny stanu technicznego, prognozowania trwałości, weryfikacji oceny stanu technicznego i prognozy trwałości na podstawie: okresowych badań, bieżącej analizy warunków pracy oraz awaryjności. 4. Na możliwość pracy elementów krytycznych kotłów, rurociągów parowych oraz turbin ponad trwałość projektową wskazują wyniki badań niszczących tych elementów (które przepracowały ok godzin), wykonane przez Pro Novum. grudzień strona 797

17 5. Wytyczne przedłużania eksploatacji. zostały zaimplementowane na platformie informatycznej LM System PRO+. 6. Zakładamy, że Wytyczne przedłużania eksploatacji zostaną wykorzystane, w różnym stopniu, podczas modernizacji 27 bloków 200 MW. 7. Pro Novum wykonało także portal mogący integrować doświadczenia eksploatacyjne wszystkich użytkowników bloków 200 MW w Polsce. Portal zapewnia m.in. automatycznie realizowany serwis w zakresie statystyki uszkodzeń elementów krytycznych. Piśmiennictwo [1] Trzeszczyński J.: Wydłużanie czasu pracy urządzeń energetycznych strategia bez alternatywy. Nowa Energia 2009, nr 3. [2] Trzeszczyński J.: Przedłużanie eksploatacji majątku produkcyjnego realistyczna strategia elektrowni w Polsce. Nowa Energia 2010, nr 5. [3] Trzeszczyński J., Merdalski W.: Diagnostyka jako źródło wiedzy wspierające bezpieczeństwo eksploatacji oraz optymalizujące koszty utrzymania stanu technicznego. VII Konferencja Naukowo Techniczna Remonty i utrzymanie ruchu w energetyce, Licheń listopada [4] PN/ /2013: Wytyczne przedłużania czasu eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW. Część I Założenia ogólne. Część II Diagnostyka elementów krytycznych kotła oraz głównych rurociągów parowych i wodnych. Część III Diagnostyka rur powierzchni ogrzewalnych kotłów. Pro Novum, [5] PN/ /2013: Wytyczne przedłużania czasu eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW. Część I Założenia ogólne. Część II Diagnostyka elementów krytycznych turbin i generatorów. Pro Novum, [6] Trzeszczyński J., Murzynowski W., Stanek R.: 10 lat doświadczeń oraz perspektywy rozwoju LM System PRO+ - platformy informatycznej wspierającej utrzymanie stanu technicznego urządzeń energetycznych. Energetyka 2014, nr 8. Sławomir Rajca, Ewald Grzesiczek Przedsiębiorstwo Usług Naukowo-Technicznych Pro Novum sp. z o.o. Podejście Pro Novum do oceny stanu technicznego łopatek części NP turbiny 200 MW na podstawie wieloletnich doświadczeń oraz ostatnich wyników badań Pro Novum s attitude to assessment of LP part blades of turbine 200 MW based on many years experience and recent test results W latach 90. ubiegłego wieku zmodernizowano część NP turbiny, wymieniając wirnik z nasadzanymi elementami i niskosprawnym układem przepływowym, na nowej konstrukcji wirnik i układ przepływowy, wg konstrukcji firmy Alstom (rys.1 i 2) lub Westinhouse (rys. 3 i 4). Dane literaturowe dotyczące występowania pęknięć na stopkach łopatek ND37 wskazują, że w latach zostały zainstalowane 92 jednostki z takimi wylotami, a więc 7000 pracujących łopatek. Pęknięcia na stopkach wykryto na 12 jednostkach. Łączna liczba pękniętych łopatek wynosiła 29. W tej statystyce nie ujęto m.in. przypadków pęknięć łopatek wykrytych przez Pro Novum latach 2013 i Klasyczne badania diagnostyczne Metody i zakres Wytyczne dotyczące badań łopatek NP przedstawił producent łopatek/dostawca części NP turbiny. Zakładają one rozłopatkowanie stopni nr 3 i 4 oraz badania defektoskopowe łopatek i wrębów metodą magnetyczno- proszkową. Należy zauważyć, że nie wszyscy użytkownicy turbin ze zmodernizowanymi częściami NP byli informowani w tym samym czasie o procedurze kontroli łopatek. Jedni robili badania już w pierwszym remoncie po modernizacji, inni znacznie później. strona grudzień 2014

18 Rys. 1. Część NP turbiny 200 MW po modernizacji wg Alstom Rys. 2. Wirnik NP turbiny 200 MW, modernizacja Alstom Power Rys. 3. Turbina 200 MW po modernizacji wg Westinhouse Rys. 4. Wirnik NP. turbiny 200 MW, modernizacja Westinhouse Początkowo nie braliśmy pod uwagę potrzeby badania łopatek i wrębów w aż tak szerokim zakresie. Zakładaliśmy, że trwałość zmodernizowanej części NP przewyższy trwałość długo eksploatowanych części WP i SP i nie będzie sprawiać problemów do zakończenia resursu turbin 13K215. Wykonane obliczenia rozkładu naprężeń w łopatce ND37 (nowej oraz z wyerodowaną krawędzią wlotową) wykazały, że procedura badań łopatek i wrębów po ich rozłopatkowaniu jest jak najbardziej uzasadniona. W czasie obliczeń stwierdzono, że: rozkłady naprężeń i ich wartości w przypadku łopatki nowej i z erozją są na zbliżonym poziomie; w miejscu stwierdzonych ubytków erozyjnych wartości naprężeń w obu analizowanych przypadkach nie przekroczyły 200 MPa; maksymalne naprężenia występują w środkowej części pióra łopatki i mogą osiągać ok. 544 MPa dla łopatki nowej i ok. 570 MPa dla pióra łopatki z erozją; w miejscu stwierdzanych uszkodzeń erozyjnych, naprężenia zredukowane mają wartości dużo mniejsze od naprężeń dopuszczalnych dla materiału łopatki, natomiast dla naprężeń maksymalnych na piórze łopatki mogą nieznacznie przekraczać te wartości; maksymalne naprężenia występują w obszarach niedostępnych do badań metodą MT/ UT (bez rozłopatkowania), tzn. występują we wrębach i stopkach łopatek; analiza numeryczna wykazała stosunkowo duży poziom wartości naprężeń zredukowanych w stopce łopatki ponad 720 MPa, który lokalnie może znacznie przekraczać te wartości, a także granicę plastyczności materiału łopatki. NOWA ŁOPATKA ŁOPATKA Z EROZJĄ 0,8 bar Rys. 5. Naprężenia zredukowane, MPa grudzień strona 799

19 NOWA ŁOPATKA ŁOPATKA Z EROZJĄ Rys. 8. Łopatka ND37 strona wklęsła pękniecie na piórze 0,8 bar Rys. 6. Naprężenia zredukowane, MPa Rys. 9. Łopatka ND37 strona wklęsła pękniecie na stopce Rys. 10. Łopatka ND37 strona wypukła pękniecie na stopce Alternatywne metody badań łopatek Rys. 7. Naprężenia zredukowane w stopce łopatki, MPa 0,8 bar Wyniki w ostatnim czasie wykonanych badań diagnostycznych Wykonane w ostatnich dwóch latach badania ujawniły m.in. pęknięcia: ośmiu łopatek 4. stopnia wirnika NP od strony generatora turbiny 1 (rys. 8), dwóch łopatek 4. stopnia wirnika NP od strony SP turbiny 2 (rys. 9 i 10). W ostatnich latach w energetyce oraz innych gałęziach przemysłu pojawiają się metody badawcze, które kuszą małym nakładem pracy (np. brakiem przygotowania powierzchni) oraz szybko dostępnymi wynikami, np. informującymi o stanie naprężeń własnych określanych metodą magnetycznej pamięci metalu (MPM). Metoda ta jest uznana przez Międzynarodową Organizacje Standaryzacji (ISO) jako wchodzącą w skład badań nieniszczących. Norma ISO (1-3):2007 precyzuje warunki, ogólne wymagania zastosowań oraz kontroli połączeń spawanych urządzeń ciśnieniowych. Metoda ta testowana jest przez część firm, a jej wyniki przyjmowane z rezerwą. Niektóre firmy z branży energetycznej wyciągają na podstawie wyników badań metodą MPM bardzo daleko idące wnioski, np. co do potrzeby cieplnej ingerencji w metal wału wirnika. Na uwagę zasługuje fakt, że niektórzy badacze [1] zajmujący się podstawami fizyki ciała stałego nie akceptuje tej metody, a stwierdzenia podobne do niżej wymienionego nieomal dyskredytują tą metodykę: Przedstawione wyniki stawiają pod znakiem zapytania fundamentalne założenia metodyki postulujące możliwość ilościowej i jakościowej oceny stanów naprężeń konstrukcji technicznych z gradientem wycieku pola magnetycznego. Pojęcie magnetycznej pamięci metalu zostało utworzone i wypromowane bez uzasadnienia i bez należytych badań podstawowych. Należy stwierdzić, że nie wnosi ono niczego nowego w stosunku do zagadnień magnetycznego pola rozproszonego, dzieląc inherentne ograniczenia związane z tym tematem. strona grudzień 2014

20 Ponieważ w ostatnich latach przeżyliśmy wzloty i upadki wielu innowacyjnych metodyk badawczych, które miały dokonać epokowego przełomu w diagnostyce, a najczęściej kreowały szum informacyjny, zalecamy ostrożność w korzystaniu z metody MPM i co najmniej równoległe stosowanie metod klasycznych, nie tylko dobrze sprawdzonych, ale. wystarczających do wykrywania rzeczywistych uszkodzeń i interpretowania wyników. Dotychczas ujawnione słabości metody MPM to: brak podstaw fizycznych, brak powiązania określanych w trakcie badania informacji o stanie naprężeń własnych z rzeczywistymi naprężeniami w elemencie, duża czułość metody na zmianę warunków badania, np. już piaskowanie elementu sprawia, że otrzymywane są znacznie różniące się wyniki, po ogólnym badaniu metodą MPM, zwłaszcza jeśli w jej wyniku otrzyma się wysoki poziom SKN, trzeba wykonać badania potwierdzające (MT, PT, UT). Wnioski 1. Spośród zainstalowanych 92 turbin z wylotami ND37, na 12 turbinach w latach stwierdzono pęknięcia łopatek ostatnich dwóch stopni. 2. W okresie dwóch ostatnich lat ujawniano kolejne pęknięcia na łopatkach o tym profilu. Spośród dwóch ostatnich przypadków jeden zdecydowanie różnił się od poprzednich. 3. Łopatki, w tym w pierwszej kolejności ich stopki, oraz wręby wirnikowe powinny być badane w każdym remoncie kapitalnym po rozłopatkowaniu metodą magnetycznoproszkową oraz ultradźwiękową. 4. Ujawnieniu pęknięć na profilach łopatek ND37 (jak również ich innych typów) powinny towarzyszyć czynności umożliwiające określenie przyczyn(y) ich uszkodzeń. 5. Stosowanie nowych metod badawczych w energetyce powinna poprzedzać procedura wdrożeniowa, na tyle długa, aby w jej trakcie znalazło się wystarczająco dużo czasu na wypracowanie kryteriów akceptacji i oceny przydatności wyników badań. Piśmiennictwo [1] Augustyniak M., Usarek Z., Augustyniak B.: Hierarchia czynników wpływu w diagnostyce komponentów stalowych metodą statycznego pola rozproszonego. Energetyka 2014, nr 6. [2] Sprawozdanie Pro Novum nr /2013. Niepublikowane. [3] Sprawozdanie Pro Novum nr /2013. Niepublikowane. [4] Sprawozdanie Pro Novum nr /2012. Niepublikowane. [5] Rozkosz M.: Rozwój metodyki badań metody magnetycznej metalu. XX Seminarium Nieniszczących Badań Materiałów. Zakopane, marca Leszek Wiśniowski, Stanisław Noworyta TAURON Wytwarzanie S.A. Strategia utrzymania nowych bloków z kotłami fluidalnymi oraz zmodernizowanych bloków 200 MW Maintenance strategy for new power units with fluidized bed boilers and modernized 200 MW power units Strategia zarządzania jest ściśle powiązana ze strukturą organizacyjną przedsiębiorstwa. W organizacjach, w których wydzielono wydział zarządzania majątkiem produkcyjnym przejmuje on całość zagadnień związanych z utrzymaniem majątku stanowiącego podstawę mocy wytwórczych. W TAURON Wytwarzanie podstawę mocy wytwórczych stanowią bloki z kotłami fluidalnymi w elektrowniach Łagisza, Siersza i Jaworzno oraz bloki zmodernizowane 200 MW z kotłami pyłowymi. Należą do nich: blok kondensacyjny o mocy 460 MW w Elektrowni Łagisza, dwa bloki kondensacyjne w ELektrowni Siersza o mocy 155 MW każdy, dwa bloki ciepłowniczo-kondensacyjne w Elektrowni Jaworzno II, każdy o mocy 70 MW, biomasowy blok kondensacyjny o mocy 70 MW, modernizowane bloki kondensacyjne 200 MW sześć w Elektrowni Jaworzno III oraz cztery w ELektrowni Łaziska. grudzień strona 801